参考观研天下发布《2018年中国电力行业分析报告-市场深度调研与投资前景研究》
2017年，电力行业政策主要涉及电力市场监管、电力体制改革、新能源政策、煤电风险预警机制、电价结构调整五大方面。首先，电力市场监管不断深入。电力行业管理工作日臻规范；供电服务质量监管加强、光伏发电建设运营环境不断优化。其次，电力体制改革持续深化。省级电网输配电价改革稳步推进；发用电计划改革正式落地；化解煤电产能过剩风险工作有序有效推进；跨省跨区和区域电网输电价格改革工作继续展开；电力需求侧管理工作进一步加强；电力安全生产领域改革纲领性文件发布；第二批增量配电业务改革试点文件出台。再次，新能源政策频出。风电投资监测预警发布；分散式接入风电项目建设加快推进；风电平价上网示范工作正式启动；光伏发电“领跑者”计划和基地建设有序推进；光伏发电价格调整政策落地。此外，2020年煤电规划建设风险预警结果发布。最后，国家发展改革委调整电价结构，进一步降低用能成本、助力企业减负，促进供给侧结构性改革。
一、电力市场监管不断深入
作为能源监管的重要领域，近年来国家能源积极探索，行业监管工作全面展开并取得了明显成效，积累了宝贵经验。2017年，电力市场监管工作继续稳步有序推进，主要围绕加强电力行业管理工作、重点突出五大市场监管工作、提升供电服务质量监管和建立光伏市场环境监测评价机制四个方面。
总体来看，为进一步消除体制机制障碍，国家能源局将从推进能源法治建设入手强化市场秩序监管以加强电力行业管理。为持续推进电力市场监管，2017年电力行业重点突出抓好健全市场监管法规及标准；强化市场秩序监管；推进电力市场建设和市场化交易，强化保障民生事项监管和行政执法及进一步加强监管能力建设的五方面监管工作。为切实解决人民群众反映强烈的用电诉求，加强监管促进供电企业提升供电服务质量和效率工作提上日程。为引导光伏产业健康有序发展，光伏发电市场环境监测评价机制全面启动。
二、电力体制改革持续深化
2017年，我国电力体制改革继续深化。省级电网输配电价改革稳步推进；作为电改核心文件之一的发用电计划改革正式落地；化解煤电产能过剩风险工作有序有效推进；跨省跨区和区域电网输电价格改革工作继续展开；电力需求侧管理工作进一步加强；电力安全生产领域改革纲领性文件发布。与此同时，为进一步推进增量配电业务改革，促进配电网建设发展，规范开展第二批增量配电业务改革试点文件出台。
总体来看，首先，深化电力体制改革、推进价格机制改革是国家作出的重大决策部署。电网企业的成本价格监管制度框架的建立标志着电力体制改革在“管住中间”这一环节迈出了坚实的一步，有利于加快电力体制改革总体进程。其次，放开发用电计划是新一轮电力体制改革的重要组成，是构建有效竞争的市场结构和市场体系的必由之路，是电力行业管理手段由“计划”向“市场”转变的关键一步。再次，防范化解煤电产能过剩风险，不仅加快煤电企业重组整合步伐，更是推进供给侧结构性改革的必然要求，彰显了党中央、国务院对能源行业科学发展的深谋远虑。此外，全面推进跨省跨区输电价格改革工作是建立独立输配电价体系的重要组成部分，是促进包括清洁可再生能源在内的电力资源在更大范围内自由流通的重要保障措施。最后，电力需求侧管理是供给侧结构性改革的重要内容，是推进“放管服”改革的有效抓手，也是促进可再生能源消纳的关键手段。同时，为落实电力企业主体责任，完善电力安全生产监督管理机制，保障电力系统安全稳定运行，防范和遏制重特大事故的发生，电力安全生产领域改革也提上日程。
三、新能源利好政策频出
2017年，我国新能源频或政策支持，风电投资监测预警发布，分散式接入风电项目建设加快推进，风电平价上网示范工作正式启动，光伏发电“领跑者”计划和基地建设有序推进，同时，光伏发电价格调整政策落地。此外，两部委多措并举解决弃水弃风弃光问题。
总体来看，风电投资监测预警机制的建立及预警结果的发布，将在一定程度上放缓一些弃风严重地区的建设规模和节奏。但要从根本上解决弃风问题，还需加强输电通道的远距离外送能力，同时对配电网进行改造，落实全额保障性收购制度，让系统能够根据可再生能源的分布就近输送、消纳。分散式接入风电项目建设政策的出台有利于推动分散式接入风电项目发展的有效模式，对于优化利用中东部和南方地区的分散风能资源、因地制宜提高风能利用效率、推动风电与其他分布式能源融合发展具有重要意义。风电平价上网示范工作正式启动实施是为实现2020年风电平价上网的目标提前“铺路”，标志着风电将在可再生能源平价上网推进过程中先行一步，同时，也将考验风电行业各环节企业的降本增效能力。光伏发电“领跑者”计划和基地建设的有序推进将促进行业优胜劣汰，加速行业洗牌，加速科技研发成果的应用转化，带动和引领光伏发电技术进步和市场应用。此外，《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》的出台，不仅进一步促进全国各地按国家有关规定开展光伏发电就近消纳配电价格改革和市场化招标定价试点，还有利地保障光伏发电项目获得合理收益，保障新能源项目投资吸引力，促进光伏全产业链持续健康发展。最后，为有效解决弃水弃风弃光问题，实现有效资源的充分利用和优化配置，两部委多措并举鼓励水电消纳的节能绿色低碳政策，推进能源结构转型升级，为可再生能源持续健康发展创造良好的市场环境。
四、2020年煤电规划建设风险预警结果发布
近年来，随着我国经济发展进入新常态，全社会用电增速放缓，煤电行业面临利用小时数持续下降、规划建设规模较需求偏大等问题。为防范化解煤电产能过剩风险，促进煤电有序发展，国家能源局会同相关单位建立完善了煤电规划建设风险预警机制。2017年5月10日，国家能源局发布《2020年煤电规划建设风险预警的通知》（简称《通知》），对2019年煤电规划建设风险预警进行更新。
根据《通知》，煤电规划建设风险预警的指标体系分为煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕度预警指标、资源约束指标。其中，煤电建设经济性预警指标为建议性指标，体现了在当地建设煤电项目的经济性，为发电企业规划建设煤电项目提供决策参考；煤电装机充裕度预警指标和资源约束指标为约束性指标，反映了在当地建设自用煤电项目的可行性。最终风险预警结果由约束性指标的最高评级确定。预警结果由高到低分为红色、橙色、绿色三个等级。
2020年煤电规划建设风险预警结果显示，全国32个省级电网区域（含蒙东、蒙西）中，有25个区域的预警状态为预警程度最严峻的红色，河南省、湖北省、江西省、安徽省为橙色，湖南省和海南省为绿色；其中，河南省、湖南省2019年的预警程度为红色，江西省和安徽省2019年均为绿色；另外，从煤电建设经济性预警指标结果来看，有11个地区为红色预警，3个地区为橙色预警；从煤电装机充裕度预警指标结果来看，有23个地区为红色预警，4个地区为橙色预警；从资源约束指标来看，京津冀地区、长三角经济区以及山东省、广东省均为红色预警，其他地区的预警状态均维持在绿色。
按照适度从严的原则，煤电规划建设风险预警结果为红色和橙色的省份，要暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目（含燃煤自备机组，下同），并在国家指导下，合理安排在建煤电项目的建设投产时序；风险预警等级为绿色的省份，也要充分考虑跨省（区）电力互济等因素，在国家指导下，有序核准、开工建设自用煤电项目。
总体来看，随着煤电调控政策力度持续加码，中短期内火电项目新开工及投产速度都将继续放缓，煤电产能过剩局面有望得到缓解。与此同时，预警机制的建立也将在一定程度上对火电利用小时数起到托底作用。
五、国家发展改革委调整电价结构
为贯彻落实国务院关于取消工业企业结构调整专项资金，降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金，合理调整电价结构的决定，进一步降低用能成本、助力企业减负，促进供给侧结构性改革，2017年6月16日，国家发展改革委下发《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》（简称《通知》），自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难。
工业企业结构调整基金旨在支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员等，自2016年1月1日起按月征收，由财政部各地专员办向并网发电企业征收，各地征收标准在0-1.68分/千瓦时不等；重大水利工程建设基金是国家为支持南水北调工程建设、解决三峡工程后续问题以及加强中西部地区重大水利工程建设而设立的政府性基金，自2010年1月1日起开始征收，除企业自备电厂自发自用电量和地方独立电网销售电量外，重大水利基金由省级电网企业在向电力用户收取电费时一并代征，各地征收标准在0.4-1.491分/千瓦时不等；大中型水库移民后期扶持基金，是国家为扶持大中型水库农村移民解决生产生活问题而设立的政府性基金，自2006年6月30日起开始征收，由各省级电网企业在向电力用户收取电费时一并代征，各地征收标准在0.31-0.83分/千瓦时不等。
总体来看，《通知》的出台，一方面，将提高火电上网电价，改善煤电企业因用电需求放缓、煤价高企等带来的经营困境。据测算，此次电价结构调整将变相提高火电电价1分/千瓦时左右，若以2016年全国火力上网电量进行计算，以年为计算周期，整个电力行业利润将增加约500亿元。另一方面，重大水利工程建设基金与大中型水库移民后期扶持基金征收标准的降低将进一步减轻企业负担，促进实体经济发展，并刺激用电需求增长，提高发电设备利用效率。
2017年，电力行业政策主要涉及电力市场监管、电力体制改革、新能源政策、煤电风险预警机制、电价结构调整五大方面。首先，电力市场监管不断深入。电力行业管理工作日臻规范；供电服务质量监管加强、光伏发电建设运营环境不断优化。其次，电力体制改革持续深化。省级电网输配电价改革稳步推进；发用电计划改革正式落地；化解煤电产能过剩风险工作有序有效推进；跨省跨区和区域电网输电价格改革工作继续展开；电力需求侧管理工作进一步加强；电力安全生产领域改革纲领性文件发布；第二批增量配电业务改革试点文件出台。再次，新能源政策频出。风电投资监测预警发布；分散式接入风电项目建设加快推进；风电平价上网示范工作正式启动；光伏发电“领跑者”计划和基地建设有序推进；光伏发电价格调整政策落地。此外，2020年煤电规划建设风险预警结果发布。最后，国家发展改革委调整电价结构，进一步降低用能成本、助力企业减负，促进供给侧结构性改革。
一、电力市场监管不断深入
作为能源监管的重要领域，近年来国家能源积极探索，行业监管工作全面展开并取得了明显成效，积累了宝贵经验。2017年，电力市场监管工作继续稳步有序推进，主要围绕加强电力行业管理工作、重点突出五大市场监管工作、提升供电服务质量监管和建立光伏市场环境监测评价机制四个方面。
电力市场监管不断深入
资料来源：公开资料整理
总体来看，为进一步消除体制机制障碍，国家能源局将从推进能源法治建设入手强化市场秩序监管以加强电力行业管理。为持续推进电力市场监管，2017年电力行业重点突出抓好健全市场监管法规及标准；强化市场秩序监管；推进电力市场建设和市场化交易，强化保障民生事项监管和行政执法及进一步加强监管能力建设的五方面监管工作。为切实解决人民群众反映强烈的用电诉求，加强监管促进供电企业提升供电服务质量和效率工作提上日程。为引导光伏产业健康有序发展，光伏发电市场环境监测评价机制全面启动。
二、电力体制改革持续深化
2017年，我国电力体制改革继续深化。省级电网输配电价改革稳步推进；作为电改核心文件之一的发用电计划改革正式落地；化解煤电产能过剩风险工作有序有效推进；跨省跨区和区域电网输电价格改革工作继续展开；电力需求侧管理工作进一步加强；电力安全生产领域改革纲领性文件发布。与此同时，为进一步推进增量配电业务改革，促进配电网建设发展，规范开展第二批增量配电业务改革试点文件出台。
电力体制改革持续深化
资料来源：公开资料整理
总体来看，首先，深化电力体制改革、推进价格机制改革是国家作出的重大决策部署。电网企业的成本价格监管制度框架的建立标志着电力体制改革在“管住中间”这一环节迈出了坚实的一步，有利于加快电力体制改革总体进程。其次，放开发用电计划是新一轮电力体制改革的重要组成，是构建有效竞争的市场结构和市场体系的必由之路，是电力行业管理手段由“计划”向“市场”转变的关键一步。再次，防范化解煤电产能过剩风险，不仅加快煤电企业重组整合步伐，更是推进供给侧结构性改革的必然要求，彰显了党中央、国务院对能源行业科学发展的深谋远虑。此外，全面推进跨省跨区输电价格改革工作是建立独立输配电价体系的重要组成部分，是促进包括清洁可再生能源在内的电力资源在更大范围内自由流通的重要保障措施。最后，电力需求侧管理是供给侧结构性改革的重要内容，是推进“放管服”改革的有效抓手，也是促进可再生能源消纳的关键手段。同时，为落实电力企业主体责任，完善电力安全生产监督管理机制，保障电力系统安全稳定运行，防范和遏制重特大事故的发生，电力安全生产领域改革也提上日程。
三、新能源利好政策频出
2017年，我国新能源频或政策支持，风电投资监测预警发布，分散式接入风电项目建设加快推进，风电平价上网示范工作正式启动，光伏发电“领跑者”计划和基地建设有序推进，同时，光伏发电价格调整政策落地。此外，两部委多措并举解决弃水弃风弃光问题。
新能源利好政策频出
资料来源：公开资料整理
总体来看，风电投资监测预警机制的建立及预警结果的发布，将在一定程度上放缓一些弃风严重地区的建设规模和节奏。但要从根本上解决弃风问题，还需加强输电通道的远距离外送能力，同时对配电网进行改造，落实全额保障性收购制度，让系统能够根据可再生能源的分布就近输送、消纳。分散式接入风电项目建设政策的出台有利于推动分散式接入风电项目发展的有效模式，对于优化利用中东部和南方地区的分散风能资源、因地制宜提高风能利用效率、推动风电与其他分布式能源融合发展具有重要意义。风电平价上网示范工作正式启动实施是为实现2020年风电平价上网的目标提前“铺路”，标志着风电将在可再生能源平价上网推进过程中先行一步，同时，也将考验风电行业各环节企业的降本增效能力。光伏发电“领跑者”计划和基地建设的有序推进将促进行业优胜劣汰，加速行业洗牌，加速科技研发成果的应用转化，带动和引领光伏发电技术进步和市场应用。此外，《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》的出台，不仅进一步促进全国各地按国家有关规定开展光伏发电就近消纳配电价格改革和市场化招标定价试点，还有利地保障光伏发电项目获得合理收益，保障新能源项目投资吸引力，促进光伏全产业链持续健康发展。最后，为有效解决弃水弃风弃光问题，实现有效资源的充分利用和优化配置，两部委多措并举鼓励水电消纳的节能绿色低碳政策，推进能源结构转型升级，为可再生能源持续健康发展创造良好的市场环境。
四、2020年煤电规划建设风险预警结果发布
近年来，随着我国经济发展进入新常态，全社会用电增速放缓，煤电行业面临利用小时数持续下降、规划建设规模较需求偏大等问题。为防范化解煤电产能过剩风险，促进煤电有序发展，国家能源局会同相关单位建立完善了煤电规划建设风险预警机制。2017年5月10日，国家能源局发布《2020年煤电规划建设风险预警的通知》（简称《通知》），对2019年煤电规划建设风险预警进行更新。
根据《通知》，煤电规划建设风险预警的指标体系分为煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕度预警指标、资源约束指标。其中，煤电建设经济性预警指标为建议性指标，体现了在当地建设煤电项目的经济性，为发电企业规划建设煤电项目提供决策参考；煤电装机充裕度预警指标和资源约束指标为约束性指标，反映了在当地建设自用煤电项目的可行性。最终风险预警结果由约束性指标的最高评级确定。预警结果由高到低分为红色、橙色、绿色三个等级。
2020年煤电规划建设风险预警结果显示，全国32个省级电网区域（含蒙东、蒙西）中，有25个区域的预警状态为预警程度最严峻的红色，河南省、湖北省、江西省、安徽省为橙色，湖南省和海南省为绿色；其中，河南省、湖南省2019年的预警程度为红色，江西省和安徽省2019年均为绿色；另外，从煤电建设经济性预警指标结果来看，有11个地区为红色预警，3个地区为橙色预警；从煤电装机充裕度预警指标结果来看，有23个地区为红色预警，4个地区为橙色预警；从资源约束指标来看，京津冀地区、长三角经济区以及山东省、广东省均为红色预警，其他地区的预警状态均维持在绿色。
按照适度从严的原则，煤电规划建设风险预警结果为红色和橙色的省份，要暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目（含燃煤自备机组，下同），并在国家指导下，合理安排在建煤电项目的建设投产时序；风险预警等级为绿色的省份，也要充分考虑跨省（区）电力互济等因素，在国家指导下，有序核准、开工建设自用煤电项目。
总体来看，随着煤电调控政策力度持续加码，中短期内火电项目新开工及投产速度都将继续放缓，煤电产能过剩局面有望得到缓解。与此同时，预警机制的建立也将在一定程度上对火电利用小时数起到托底作用。
五、国家发展改革委调整电价结构
为贯彻落实国务院关于取消工业企业结构调整专项资金，降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金，合理调整电价结构的决定，进一步降低用能成本、助力企业减负，促进供给侧结构性改革，2017年6月16日，国家发展改革委下发《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》（简称《通知》），自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难。
工业企业结构调整基金旨在支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员等，自2016年1月1日起按月征收，由财政部各地专员办向并网发电企业征收，各地征收标准在0-1.68分/千瓦时不等；重大水利工程建设基金是国家为支持南水北调工程建设、解决三峡工程后续问题以及加强中西部地区重大水利工程建设而设立的政府性基金，自2010年1月1日起开始征收，除企业自备电厂自发自用电量和地方独立电网销售电量外，重大水利基金由省级电网企业在向电力用户收取电费时一并代征，各地征收标准在0.4-1.491分/千瓦时不等；大中型水库移民后期扶持基金，是国家为扶持大中型水库农村移民解决生产生活问题而设立的政府性基金，自2006年6月30日起开始征收，由各省级电网企业在向电力用户收取电费时一并代征，各地征收标准在0.31-0.83分/千瓦时不等。
总体来看，《通知》的出台，一方面，将提高火电上网电价，改善煤电企业因用电需求放缓、煤价高企等带来的经营困境。据测算，此次电价结构调整将变相提高火电电价1分/千瓦时左右，若以2016年全国火力上网电量进行计算，以年为计算周期，整个电力行业利润将增加约500亿元。另一方面，重大水利工程建设基金与大中型水库移民后期扶持基金征收标准的降低将进一步减轻企业负担，促进实体经济发展，并刺激用电需求增长，提高发电设备利用效率。
资料来源：观研天下整理，转载请注明出处。（ww）
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